第二章-油气藏评价

第二章油藏评价,主要内容：油气藏的压力系统、温度系统和驱动类型油气藏的储量分类分级采收率的计算方法。,何为油藏评价？,尚尔杰教授定义：就是在石油预探提交的控制储量基础之上，用必要的工艺技术手段，将其转化为可经济有效开发动用储量的过程。也就是将资源（储量）转变为产量的过程。我的理解：将石油控制储量，经体现开发性质的油藏评价之后，上升到可供开发的探明储量。也可以理解为，油藏评价就是六分勘探，四分开发.六分勘探就是进一步将储量探明，四分开发就是为编制开发方案准备一切条件。,从这个意义上讲，我理解油藏评价有三个关键点。一是进一步落实储量，就是把石油控制储量上升到探明储量，达到现有经济技术条件下可动用的程度。其目标动用程度要达到90以上。落实储量必须符合新的储量规范，其核心是井控程度，比如岩性油藏井控程度大约是每平方公里1口井。落实储量必须具备满足SEC准则，也就是说被井证实的可采储量，而可采储量与当时的油价挂钩，达到经济可采储量的条件。落实储量必须经得住DM公司的评估，按SEC准则，突出剩余经济可采储量，进行储量评估和价值评估，预测今后资源的价值、成本和利润。,二是开发要先期介入。这是老话题，只有一体化才能真正做到。按ODP方案的要求，先期介入主要做如下工作：认识油藏,评估产能,选择主体技术，包括开发方式、井网、井距、井型、工艺流程、能量补充、技术政策、开发试验等。而上述这些工作都要建立在基础资料和数据之上。三是编制开发方案，是油藏评价的根本目的。油藏评价的过程就是开发方案编制的过程，油藏评价的结束意味着开发方案的结束，也标志着油田产能建设的开始。,油藏评价的目的,实际上就是进一步落实上道工序提交的探明储量，为下道工序编制开发方案做准备.这样，才是真正意义上实现了勘探开发一体化，大大缩短了解勘探开发的距离。反之，如果做不到上述三点，油藏评价就没有意义。,第一节油藏温压系统,一、油藏的压力系统,1、有关地层压力的概念,原始油层压力（Pi）：,压力系数（ap）：,压力梯度（Gp）：,指油层未被钻开时，处于原始状态下的油层压力。,指原始地层压力与同深度静水柱压力之比值。,（ap0.91.3，常压油藏；ap1.3，异常高压油藏）,地层海拔高程每相差一个单位相应的压力变化值。,油层折算压力（Pc）：,一、油藏的压力系统,1、有关地层压力的概念,第一节油藏温压系统,井底流动压力（Pwf）：,为了消除构造因素的影响，把已测出的油层各点的实测压力值，按静液柱关系折算到同一基准面上的压力。,目前油层压力（P）：,在开发后某一时间测量的油层压力。,一般用油层静止压力（Pws）和井底流动压力（Pwf）来表示。,油层静止压力（Pws）：,油井生产一段时间后关闭，待压力恢复到稳定状态后，测得的井底压力值。,油井正常生产时测得的井底压力。,2、原始油层压力的确定,一、油藏的压力系统,（1）井口压力推算法,第一节油藏温压系统,Pi=a+GDD,式中:Pi原始地层压力，MPa；a关闭后的井口静压，MPa；GD井筒内静止液体压力梯度，MPa/m；D埋深，m。,井筒内的液体静止梯度，由下式表示：GD=dPi/dD=0.01,式中:井筒内的静止液体密度，g/cm3。,2、原始油层压力的确定,一、油藏的压力系统,（2）原始地层压力梯度曲线法,具有同一水动力系统的油气层是一个连通体，油气层不同部位厚度中点的海拔高度与相应的原始压力值之间成一线性关系，此关系曲线称为原始地层压力梯度曲线。,第一节油藏温压系统,油藏剖面与压力梯度图,通过压力梯度曲线，可解决的问题：,2、原始油层压力的确定,一、油藏的压力系统,第一节油藏温压系统,涠洲10-3油田压力梯度图,（1）地层压力可以通过回归得到。,（2）可以通过压力梯度的大小判断地层液体类型。,（3）可以确定油水、油气界面。,3、压力系统的判断,一、油藏的压力系统,第一节油藏温压系统,压力系统：也称为水动力学系统，是指在油气田的三维空间上，流体压力能相互传递和相互影响的范围。,判断油气田内压力系统的分布常用方法有：,压力梯度曲线法：,用各油层或同一油层不同部位所测得的原始压力资料，绘制成压力梯度曲线。如果绘制出的原始压力梯度曲线只有一条，则说明各油层或同一油层的各点属于一个水动力学系统；如果有数条压力梯度曲线时，则说明各油层或同一油层的各点不属于同一水动力系统。,折算压力法：,3、压力系统的判断,一、油藏的压力系统,第一节油藏温压系统,对于无泄水区，具同一水动力系统的油藏来说，油藏未投入开采时，位于油藏不同部位的各井点处，其原始油层压力折算到同一个折算基准面后，折算压力必相等。,油层压力变化规律法：,油层一旦投入开发，油层压力就开始发生变化。如果处于不同油层或同一油层的不同位置的各井点油层压力同步下降，可说明各井点处于同一水动力系统中；反之，则不为一个水动力系统。,一、油藏的温度系统,第一节油藏温压系统,由于油藏在常温层以下，其温度随深度的增加而增加。油藏的温度随埋深的变化情况通常可用地温梯度和地温级度来表示。,地温梯度：,指地层深度每增加100m时，地层温度增高的度数，单位为/100m。,地温级度：,指地温每增加1所需增加的深度值，单位为m/。,地温梯度与地温级度互为倒数关系，地温梯度更常用。,油气藏的温度系统：指由不同探井所测静温与相应埋深的关系图，也可指静温梯度图。,一、油藏的温度系统,第一节油藏温压系统,油藏的静温梯度图,油气藏的静温主要受地壳温度的控制，而不受储层的岩性及其所含流体性质的影响。因此，任何地区油气藏的静温梯度图，均为一条静温随埋深变化的直线关系，由下式表示：,我国东部地区各油气田的静温梯度约为3.54.5/100m。,T=A+BD,式中：T油气藏不同埋深的静温，；A取决于地面的年平均常温，；B静温梯度，/100m；D埋深，m。,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,目的：了解油藏动态特征，预测未来生产动态。,驱动方式：油层在开采过程中主要依靠哪一种能量来驱油。,有六种基本驱动能量驱动方式：,1、岩石及流体弹性驱,1、驱替效率最低,2、采收率530；,3、采收率2040；,4、采收率3575；,5、采收率80；,6、比溶解气高，比水驱低。,2、溶解气驱,3、气压驱动,4、水驱动,5、重力驱动,6、复合驱动,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,110，平均3。,一、封闭弹性驱动,形成条件：,（1）油藏无边底水或边水不活跃；,（2）PiPb。,驱油机理：,油层岩石和流体的弹性膨胀，地层压实,生产特征：,1、压力下降；,2、产量下降；,3、气油比稳定。,采收率：,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,二、溶解气驱动,形成条件：,1、无气顶；,2、无边底水或边底水不活跃；,3、PiPb。,驱油机理：,溶解气膨胀,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,二、溶解气驱动,生产特征,生产气油比,油藏压力,油产量,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,二、溶解气驱动,溶解气驱动生产特征,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,形成条件：,1、有气顶；,2、无水驱或弱水驱；,3、PiPb。,驱油机理：,气顶气膨胀前缘驱替,刚性气驱：,弹性气驱：,PePb（气顶很大或人工注气）,气顶体积较小，没注气,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,气油比,油藏压力,产油量,刚性气驱,生产特征,弹性气驱,气油比,产油量,油藏压力,一个气顶驱油藏生产数据：,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,（1）油藏压力：油藏压力不断缓慢衰减，压力保持水平高于一般衰竭式开采油藏，压力保持程度取决于气顶体积与油区体积的比值。,生产特征,（2）产水量：不产水或产水量可忽略不计。,（3）气油比：气油比在构造高部位的井中不断升高，当膨胀的气顶到达构造高部位井时，该井气油比将变得很高。,（4）最终采收率：气顶驱机理实际上是前缘驱替，采收率会比溶解气驱大得多，预测采收率为2040。,（5）井的动态：气顶膨胀保持了油藏压力，同时使井筒中液柱重量降低，因此气顶驱比溶解气驱自喷时间更长。,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,三、气压驱动,影响气顶驱动采收率的因素：,1、原始气顶的大小,2、垂向渗透率,3、原油粘度,4、气体的保持程度,5、采油速度,6、倾角,第二节油气藏驱动类型及其开采特征,四、水压驱动,形成条件：,1、有边底水；2、或人工注水,刚性水驱：供液速度采液速度（供液充足）弹性水驱：供液速度50,进一步勘探的依据,二级储量：,基本探明储量（控制）：探井、资料井、取心井参数落实，精度70,制定开发方案依据,一级储量：,探明储量（开发）：第一批生产井（基础井网）参数落实，有生产资料，精度90,生产计划，调整方案依据,远景资源量,第四节油气藏储量评价,二、储量的分类分级,19841988年我国油气储量分类分级情况：,总资源量,地质储量,远景资源量：是根据地质、地球物理、地球化学资料统计或类比估算的尚未发现的资源量。它可推测今后油（气）田被发现的可能性或规模的大小，要求概率曲线上反映出的估算值具有一定合理范围。已开发探明储量：指在现代经济技术条件下，通过开发方案的实施，已完成开发井钻井和开发设施建设，并已投入开采的储量。该储量是提供开发分析和管理的依据，也是各级储量误差对比的标准。未开发探明储量：指已完成评价钻探，并取得可靠的储量参数后所计算的储量。它是编制开发方案和进行开发建设投资决策的依据，其相对误差不得超过正负20。,控制储量：在某一圈闭内预探井发现工业油气流后，以建立探明储量为目的，在评价钻探阶段的过程中钻了少数评价井后所计算的储量。其相对误差不超过正负50。预测储量：是在地震详查提供的圈闭内，经过预探井钻探获得油气流、或油气显示后，根据区域地质条件分析和类比的有利地区按容积法估算的储量。是制定评价勘探方案的依据。基本探明储量：多层系的复杂断块、复杂岩性和复杂裂缝型油气田，在完成地震详查或三维地震并钻了评价井后，在储量参数基本取全、面积基本控制的情况下所计算的储量。该储量是进行“滚动勘探开发“的依据。其相对误差应小于正负30。,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法,（1）类比法（经验法）,（2）容积法,（3）动态法,物质平衡方法,产量递减法,水驱特征曲线法,统计方法,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法容积法,N=100Ah(1-Swi)o/Boi式中：N104t；Akm2；hm；m3/t,油田地质储量：,Gs=10-4NRsi式中：Gs108m3；N104t；Rsim3/t,溶解气储量：,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法容积法,气田地质储量：,G=0.01AhSgi/Bgi,式中：G108m3；Akm2；hm,下标：i原始条件；sc地面标准条件,式中：Pi/Zi原始视地层压力，MPa。,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法容积法,当气层地层压力pi下降到废弃压力pa时，气藏中剩余储量为：,气藏的可采储量：,式中：Pa/Za放弃视地层压力，MPa。,第四节油气藏储量评价,三、石油与天然气储量计算方法,类比法,类比法：利用已知相类似油气田的储量参数，去类推尚不确定的油气田储量。,储量丰度：单位面积控制的地质储量。,o=N/A=100h(1-Swi)o/Boi,单储系数：单位面积单位厚度控制的地质储量。,SNF=N/Ah=100(1-Swi)o/Boi,在利用类比法取得储量丰度或单储系数的数值之后，分别乘上估计的含油面积或含油面积与有效厚度的乘积，即可得到估算的原始地质储量。,第四节油气藏储量评价,四、储量综合评价,储量规模分类,第四节油气藏储量评价,四、储量综合评价,储量丰度分类,第四节油气藏储量评价,五、年度剩余可采储量和储采比,1、年度剩余可采储量的计算,Ni+1RR=NiRR+NR1+NR2+NR3+NR4+NR5NR6NR7Q,2、储采比的计算及测算,储采比：又称为储量寿命，它是某年度的剩余可采储量与当年产量之比值。,NRR=NRNP,第五节油藏采收率测算方法,原油采收率：是指可采储量与地质储量的比值。,原油采收率不仅与其天然条件有密切关系，而且也和油田开发及油田开采的技术水平有关。,油田采收率是逐渐增长的。一般通过生产实验、经验的积累与应用、大量的科学研究工作，再加上对储油条件、驱油机理等客观因素的逐步认识，先进采油工艺技术的应用等，油田的实际采收率远远超过依靠天然能量开采所能达到的1520的数值，平均每10年，采收率提高610左右。,最终采收率：是油田废弃时采出的累积总采油量与地质储量之比值。,无水采收率：是油田在无水期（综合含水小于2）采出的总油量与地质储量的比值；,阶段采收率：在油田某一开采阶段采出的油量与地质储量的比值；,采出程度：截至计算时间为止所采出的总采油量和地质储量的比值。,第五节油藏采收率测算方法,第五节油藏采收率测算方法,一、影响采收率的因素分析,1、地质因素对采收率的影响,（1）天然驱动能量的大小及类型,（2）油藏岩石及流体性质,（3）油气藏的地质构造形态,第五节油藏采收率测算方法,一、影响采收率的因素分析,2、油田开发和采油技术对采收率的影响,（1）油气藏开发层系的划分。,（2）布井方式与井网密度的选择。,（3）油井工作制度的选择和地层压力的保持程度,（4）完井方法与开采技术。,（5）增产措施以及采用新技术、新工艺的效果。,（6）提高采收率的二次、三次采油方法的应用规模机效果。,第五节油藏采收率测算方法,二、采收率的测算方法,一般常用的方法有以下几种：,（1）油田统计资料获得的经验公式。,（2）室内水驱油实验法,（3）岩心分析法,（4）地球物理测井法。,（5）分流量曲线法。,（6）油田动态资料分析法。,1、油田统计资料获得的相关经验公式,第五节油藏采收率测算方法,二、采收率的测算方法,1）水驱油藏的相关经验公式：,2）溶解气驱的相关经验公式,3）我国水驱砂岩油藏的相关经验公式,1、油田统